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秦海岩:尽快出台海上风电标杆电价(表)

2014-03-19 14:22
冷血の爱
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  在Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区,按2012年平均水平,项目工程单位千瓦造价在7700-8000元之间,按照风能资源区划分所依据的理论条件,如果Ⅰ类、Ⅱ类资源区风电场年利用满负荷小时数为2500小时,则上网电价在0.415-0.43元/千瓦时之间(本文所说电价均为含税电价),即可满足资本金内部收益率8%的条件;如果Ⅲ类资源区风电场年利用满负荷小时数达到理论上的2300小时,则对应所需上网电价在0.452-0.468元/千瓦时之间,即可满足资本金内部收益率8%的条件。相比三类资源区现行标杆上网电价每千瓦时0.51元、0.54元和0.58元,理论上确有下调的空间。然而现实中鲜有风电场达到2300小时以上的年利用满负荷小时数,其主要原因是弃风限电。2012年全国平均弃风比例达17%,风能资源条件较好的“三北地区”是弃风限电的重灾区,Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区弃风率分别在21.36%、23.89%和16.91%,使这三类资源区风电实际年利用满负荷小时数分别降至1950、1850和1800,此时这三类资源区风电场所需上网电价应该分别在0.532-0.55元/千瓦时、0.561-0.581元/千瓦时、0.577-0.598元/千瓦时之间,才能保证8%的资本金内部收益率。据国家能源局发布的数据,2013年全国弃风情况有所好转,但弃风比例仍高达11%,其中东北地区15.45%,年利用小时数仅为1915,据此测算,蒙东、吉林、辽宁、黑龙江等风能资源较为丰富区域的风电场所需上网电价范围在0.547-0.567元/千瓦时,才能保证8%的资本金内部收益率。

  由此可见,在风电场分布最为集中的在Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区,在弃风限电严重的情况下,目前执行的标杆上网电价低于实际所需电价,不能保证8%的资本金内部收益率,风电项目处于亏损状态。因此,上述资源区风电电价的调整,应该是以消除弃风限电为前提条件。然而,弃风限电的最主要原因并非技术问题,而是不同主体的利益冲突,根本原因是不符合发展需要的电力体制,可见弃风限电问题短期内难以彻底避免,所以电价的调整要充分考虑到这一问题的长期性和复杂性。目前正在审批或建设中的跨省特高压输电通道,如果建设完成后,能真正落实以输送风电等可再生能源电力为主,而不是挂羊头卖狗肉,这样确实可以缓解这三类资源区的弃风限电问题,但其建设周期至少是2-3年。因此对于上述地区的风电电价,在近期内应保持目前水平不变,过渡2-3年再考虑予以调整。如果非要调整,一定要以解决弃风限电问题为前提,一种方案是制定具体措施,落实可再生能源法中的规定,对弃风限电造成的损失予以赔偿。第二种解决方案是在保障上网电量的基础上采取分段电价的方式,即在满负荷小时数2000小时内的上网电量执行现在的风电电价,2000小时之外的上网电量执行所在地区脱硫标杆电价。

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